油井管用N80钢和13Cr钢在多元热流体环境中的腐蚀行为

采用高温高压反应釜进行模拟腐蚀试验,探究了油井管材料N80钢和13Cr钢在不同温度和O_(2)分压下多元热流体环境中的腐蚀行为;通过失重法评价了材料的腐蚀速率,并结合激光共聚焦显微镜、扫描电子显微镜(SEM)、X射线衍射仪(XRD)等测试方法,分析了两种材料腐蚀速率及腐蚀产物的变化规律。结果表明:当温度超过180℃时,两种材料的腐蚀速率均随温度的升高而增大,腐蚀产物中有Fe_(3)O_(4)生成;而随着O_(2)分压的升高,腐蚀产物逐渐由FeCO_(3)转变为Fe_(3)O_(4),两种材料的腐蚀速率均增大;当O_(2)分压达到0.2 MPa以上时,腐蚀产物全部转变为Fe_(3)O_(4),均匀腐蚀和局部腐蚀加重。

13Cr钢高温高压CO_2腐蚀电化学特性研究

通过模拟塔里木油田环境进行腐蚀实验 ,利用电化学方法研究高温高压条件下 13Cr油井管钢的 CO2 腐蚀的电化学特性。结果表明 :在 15 0℃时 ,13Cr钢的自腐蚀电位较低 ,而自腐蚀电流密度很高 ,钝化区间不太明显 ;2 4 ,4 8,72 ,96 h时的交流阻抗图谱均具有三个时间常数 ,并且随腐蚀时间的延长 ,腐蚀孔内溶液的粘度不断加大 ,使电荷传递和扩散传质的阻力越来越大 ,Warburg阻抗逐渐增加 ,整个电极表面金属 /钝化膜与溶液之间的双电层电容

13Cr钢油管腐蚀原因分析

采用金相、扫描电镜、X射线衍射等手段,分析了13Cr钢油管的腐蚀原因.结果表明,CO2和C l-共同作用是造成13Cr钢油管局部腐蚀的主要原因,而且还有缝隙腐蚀的影响因素存在.

3Cr钢和13Cr钢在高矿化度CO_2环境中的腐蚀行为

为了预测油井管钢在高矿化度、含CO2的储层环境中可能发生的腐蚀,为该储层推荐在开发周期内安全经济的材质,采用高温高压反应釜研究了3Cr钢和13Cr钢在模拟储层环境中的腐蚀行为,利用X射线衍射仪(XRD)、扫描电子显微镜(SEM)、能量色散X射线能谱(EDS)分析了3Cr钢和13Cr钢的腐蚀产物膜特征。从腐蚀速率、清理腐蚀产物后试样的表观特征、腐蚀产物的表面形貌、横截面腐蚀试样形貌和腐蚀产物化学成分方面探讨了3Cr钢和13Cr钢在CO2环境中的腐蚀特征随温度和含水率的变化规律及反应时间对其的影响。结果表明,3Cr钢在CO2分压为0.2MPa,Cl-含量139 552mg/L的环境中会发生极严重腐蚀,且试样表面产物膜在微观上分布不均匀,存在局部不完整;13Cr钢发生轻度腐蚀,在所测试样中未观测到点蚀,即3Cr钢不适用于该高矿化度CO2环境而13Cr钢能够满足要求。

超级13Cr钢在蒸馏水和3.5 wt% NaCl含砂流体中的冲蚀实验研究

大型储层改造过程中,高速含砂流体引起的冲蚀是管柱失效的重要原因之一。利用自行研制的喷射式冲蚀实验装置,以蒸馏水和3.5 wt%Na Cl为模拟溶液,对比研究了超级13Cr钢在含砂液固两相流体中的冲蚀速率随主流速度和压裂排量的变化规律。分析了Cl^-1对超级13Cr钢的冲蚀的加速作用机理。研究表明,对于89mm×6.45 mm油管压裂,当排量低于2.2 m^3/min时,Cl^-1加速超级13Cr钢冲蚀速率作用不够明显;当排量在2.2-2.75 m^3/min时,Cl^-1使得电化学腐蚀加剧,导致总的冲蚀速率急剧增加;当排量大于2.75 m^3/min时,冲蚀速率主要由冲刷流体产生及机械作用主导,Cl^-1的影响开始降低。

某井超级13Cr钢特殊螺纹接头油管接箍横向开裂原因分析

对某井超级13Cr钢特殊螺纹接头油管接箍横向开裂事故进行了调查研究,对开裂油管接箍和未开裂油管取样进行了裂纹宏观分析、断口微观分析、化学成分分析、金相分析和力学性能试验。结果表明:接箍横向开裂导致油管特殊螺纹接头金属对金属密封结构失效,油管里的高压气体通过金属密封位置和接箍横向开裂位置发生泄漏;而油管接箍横向开裂与其存在原始裂纹和材料屈服强度偏高有关。

极化电位对超级13Cr钢应力腐蚀开裂行为的影响

采用慢应变速率拉伸(SSRT)应力腐蚀开裂(SCC)的实验方法,通过应力应变(σ-ε)曲线、扫描电镜(SEM)、能谱分析(EDS)和X射线衍射分析(XRD)等手段分析了不同极化电位下超级13Cr钢在NaCl溶液中的力学性能、腐蚀形貌、腐蚀产物和应力腐蚀开裂敏感性指数(Iscc),研究了极化电位对其抗SCC性能的影响。结果显示:随极化电位的升高,超级13Cr钢在5%NaCl溶液中的Iscc增大,其抗SCC性能降低;当极化电位低于-150mV时,超级13Cr钢的应力腐蚀程度较轻,抗SCC性能较好;当极化电位高于-90mV时,其应力腐蚀程度严重,抗SCC性能较差。

高温高压条件下13Cr钢的乙酸腐蚀

研究了13Cr钢在高温高压环境中的乙酸腐蚀行为。13Cr钢腐蚀速率随乙酸浓度增加而增大。不含乙酸时,基体铬发生溶解并在表面形成Cr(OH)3钝化膜,溶液中侵蚀性离子(Cl-)的存在是发生点蚀的重要原因。加入乙酸后,乙酸电离H+使得溶液酸性增强,钝化膜稳定性降低。H+和Cl-更容易通过钝化膜与基体接触,促进局部酸性增强以及侵蚀性离子浓度增加,加快点蚀的发生和发展过程。随着乙酸浓度增加,酸性增强越明显,对点蚀的促进作用越强,腐蚀速率增加。

[HMIM]BF_4对盐酸中A3和HP13Cr钢的缓蚀行为

为了减少钢铁冶金酸洗过程中酸液对不锈钢或碳钢的过腐蚀,得到高效的新型缓蚀剂材料,利用失重法、电化学法及扫描电子显微镜(SEM)等研究了不同浓度离子液体[HMIM]BF_4对HP13Cr不锈钢以及A3碳钢在1 mol/L盐酸溶液中的缓蚀特性和吸附行为。失重试验得出,试样在1 mol/L盐酸溶液中的腐蚀速率随离子液体添加浓度的增大而减小,即离子液体缓蚀效率随其浓度增加而增大;SEM结果显示,盐酸溶液中离子液体的添加对不锈钢HP13Cr以及碳钢A3均能起到显著的保护作用。电化学测试表明,该离子液体对这2种钢材的缓蚀作用均属于混合型抑制,但阳极抑制作用表现更强。离子液体对金属的防护作用与其在金属表面的吸附行为有关;[HMIM]BF_4在2种钢材表面的吸附行为符合Langmuir吸附等温线,兼具物理、化学吸附特性,热力学参量表明吸附过程为自发、吸热的熵增过程。相比于双咪唑季铵盐,[HMIM]BF_4离子液体缓蚀剂保护性能更优异,而且对于A3碳钢更为有效。

高温高压下20钢和13Cr钢在不同含量甲酸-CO_2环境中的腐蚀行为

采用腐蚀失重测试、腐蚀产物分析等方法,研究了20钢和13Cr钢在模拟油井管道环境(甲酸与CO_2共存,100℃、1MPa)中的腐蚀速率和腐蚀类型,并探讨了甲酸含量对其腐蚀行为的影响。结果表明:两种钢的腐蚀速率均随甲酸含量的增加而增大,13Cr钢的腐蚀速率低于20钢的;20钢的腐蚀类型为均匀腐蚀,13Cr钢的为点蚀;20钢表面有FeCO_3的生成和碳酸盐的沉积,FeCO_3产物层覆盖部位不断发生基体的溶解,而钙、镁碳酸盐沉积的位置不断出现产物沉积,在基体腐蚀相对较慢的部位形成突起;13Cr钢优先发生铬的溶解,形成以Cr(OH)_3为主的钝化膜,随着甲酸含量的增加,钝化膜的稳定性、致密性均降低,H^+和Cl^-通过钝化膜与基体接触,促进了点蚀的发生。

超级13Cr钢在高温高压下的抗CO_2腐蚀性能

在模拟某油田腐蚀环境中,通过高温高压CO2腐蚀试验,采用SEM、EDS和XPS测试手段分析,研究温度变化对超级13Cr马氏体不锈钢的腐蚀行为的影响。研究结果表明,随着温度的升高,超级13Cr马氏体不锈钢的均匀腐蚀速率呈微上升的趋势,气相环境中试样的均匀腐蚀速率大于液相,但均远小于0.1mm/a,局部腐蚀严重。在温度为150℃的气相环境中,超级13Cr钢最大局部腐蚀速率可达2.1379mm/a,其7天实验的最大局部腐蚀坑深度可达41μm。XPS检测结果显示,超级13Cr钢表面钝化膜主要成分是非晶态的Cr2O3。

普通13Cr钢在高温高压下的抗CO_2腐蚀性能

针对普通13Cr钢的CO2腐蚀性能,在模拟大庆油田井下的腐蚀环境,通过高温高压釜进行了13Cr钢的腐蚀试验,采用SEM、EDS和XPS测试手段分析研究所获得CO2腐蚀产物膜的形貌和化学组成。结果表明,在所试验的三个温度下,13Cr钢液相、气相的腐蚀类型都主要为均匀腐蚀。13Cr钢的腐蚀膜主要成分是晶态FeCO3和非晶态的Cr(OH)3,还含有少量的Fe或Cr的氧化物、碳化物和单质Fe等。在85℃和110℃下,13Cr钢的液相腐蚀速率属于中度腐蚀,基体表面形成了一层深褐色腐蚀膜层且表面平整均匀,晶粒细小,膜层较薄;在170℃下其腐蚀速率靠近严重腐蚀的下限,接近中度腐蚀的上限;气相腐蚀与液相腐蚀腐蚀过程相似,属于中度腐蚀,腐蚀产物膜表面则为较大颗粒的晶粒,但很不规则。

普通13Cr钢在高温高压下的抗CO_2腐蚀性能

针对普通13Cr钢的CO2抗腐蚀性能,模拟大庆油田井下的腐蚀环境,通过高温高压釜进行了13Cr钢的腐蚀试验。采用SEM、EDS和XPS测试手段分析研究所获得CO2腐蚀产物膜的形貌和化学组成。结果表明,在所试验的三个温度下,13Cr钢液相、气相的腐蚀类型都主要为均匀腐蚀。其腐蚀膜的主要成分是晶态FeCO3和非晶态的Cr(OH)3,还含有少量的Fe或Cr的氧化物、碳化物和单质Fe等。在85℃和110℃下,13Cr钢的液相腐蚀速率属于中度腐蚀,基体表面形成了一层深褐色腐蚀膜层且表面平整均匀、晶粒细小、膜层较薄。在170℃下,其腐蚀速率靠近严重腐蚀的下限,接近中度腐蚀的上限。气相腐蚀与液相腐蚀腐蚀过程相似,属于中度腐蚀,腐蚀产物膜表面则为较大颗粒的晶粒,但很不规则。

13Cr钢防砂工具转换接头开裂原因分析

某油田在钻井完成后,发现13Cr钢防砂工具转换接头开裂导致接头不能继续再使用。通过对发生开裂失效的13Cr钢防砂工具转换接头进行宏观分析、外形尺寸测量、磁粉探伤检测、化学成分分析、金相检验、力学性能试验、电子显微镜分析以及能谱分析等,查明了其开裂原因。结果表明:13Cr钢转换接头材料冲击韧度低,硬度较高,材料表现出明显的硬脆性,接头开裂为典型的沿晶脆性开裂,接头近表面大量孔洞和夹杂物的存在导致其受到周向应力时,裂纹沿粗大的马氏体晶界快速沿晶扩展形成开裂。

110钢级φ88.9mm×6.45mm超级13Cr钢油管刺穿失效分析

采用宏观分析、化学成分分析、力学性能测试、金相检验及扫描电镜断口分析等手段,对某油田一根规格为φ88.9mm×6.45mm的110钢级超级13Cr马氏体不锈钢油管的刺穿失效原因进行了分析。结果表明:油管失效的实质是油管发生了氯离子应力腐蚀开裂,裂纹起源于外壁腐蚀坑底部,从外壁向内壁扩展,直到穿透壁厚,形成刺穿通道,高压流体从内向外刺出并在随后的过程中形成了刺穿孔洞。

pH值对超级13Cr钢在NaCl溶液中腐蚀行为与腐蚀膜特性的影响

采用全浸泡腐蚀方法,利用扫描电镜(SEM)、能谱分析(EDS)、X射线衍射(XRD)、失重法、极化曲线和交流阻抗(EIS)等分析手段,对超级13Cr油管钢在不同pH值NaCl溶液中的腐蚀形貌、腐蚀速率、腐蚀产物及其腐蚀膜层的电性能进行了分析,研究了超级13Cr油管钢在NaCl溶液中的腐蚀行为与腐蚀膜层电性能,结果表明:超级13Cr油管钢在酸性的NaCl溶液中具有较好的抗腐蚀性能,其表面腐蚀膜层具有钝化特性,随着溶液pH值的降低,其腐蚀膜层的钝化性能增强,发生点蚀的倾向性减小,而发生全面腐蚀的倾向性增大,其腐蚀产物为Fe和Cr的氧化物组成。当溶液pH值大于4.5时,腐蚀速率随着溶液pH值的减小而增大;当溶液pH值小于4.5时,腐蚀速率随着溶液pH值的减小而减小。

超级13Cr钢在不同温度NaCl溶液中的膜层电特性与腐蚀行为

采用全浸泡腐蚀实验方法和扫描电子显微镜(SEM)、能谱仪(EDS)、X射线衍射仪(XRD)、失重法、极化曲线、交流阻抗等分析手段,对超级13Cr油管钢在不同温度NaCl溶液中的腐蚀速率、腐蚀形貌、腐蚀产物及其膜层的电性能进行了分析,研究了溶液温度对其膜层电性能和腐蚀行为的影响。结果显示:超级13Cr油管钢在温度低于80℃的NaCl溶液中具有较好的耐腐蚀性,其表面膜层具有钝化特性,温度对其腐蚀有一定程度的影响,随溶液温度的升高,钝化膜层对基体的保护作用降低,其抗腐蚀性能降低,发生腐蚀的倾向性增大,当溶液温度高于60℃时尤为显著。超级13Cr在不同温度NaCl溶液中由点蚀引发了局部腐蚀,进而导致了全面腐蚀的发生,其腐蚀产物均由Fe和Cr的氧化物组成,且表面的腐蚀产物疏松不致密。

增强型13Cr钢抗CO_2腐蚀套管的研制

简述了石油天然气开采环境中CO2腐蚀的特点,介绍了攀钢集团成都钢铁有限责任公司利用自身设备优势开发增强型13Cr钢抗CO2腐蚀套管的设计思路和开发过程。四川省石油管理局进行的抗腐蚀评价试验表明:新研发钢管在不同CO2腐蚀环境中,尤其是在环境温度较高且含少量H2S的条件下,其力学性能良好,抗腐蚀性能稳定可靠。

13Cr钢在含CO_2气井用完井封隔器上的应用

CO_2腐蚀是世界石油工业中常见的腐蚀类型,CO_2溶于水后对钢铁具有极强的腐蚀性,会对油套管及井下工具产生严重腐蚀。13Cr钢具有良好的抗CO_2腐蚀性能,可以满足含CO_2气井用完井封隔器的使用要求。本文主要讲述了13Cr钢在含CO_2气井用完井封隔器上的应用情况,说明了含CO_2气井用完井封隔器材料选用原则,针对13Cr钢在加工过程中发生的问题,给出了解决方案,并介绍了这种完井封隔器的室内试验情况。

超级13Cr钢软化工艺研究

研究了超级13Cr钢的软化处理工艺,其中包括退火、高温回火和调质处理。采用全自动相变仪Formastor-F II测定了钢的临界点。结果表明,钢的临界点为Ac1670℃,Ac3760℃,Ms 210℃,Mf160℃。由于该超级13Cr钢从奥氏体化温度冷却的过程中不存在珠光体转变而仅发生马氏体转变,所以退火后硬度高于330 HB。此外,高温回火后的硬度也高于300 HB,只有调质处理的材料硬度低于280 HB,符合机加工要求。